Научный архив: статьи

В данной работе рассматривается проблема исследования низкопроницаемых пластов по данным ГДИ в горизонтальной скважине с МГРП. Получены численная 1D и приближенная аналитические модели притока газа к одной трещине ГРП в горизонтальной скважине с МГРП при постоянном дебите после пуска скважины в эксплуатацию. На основе разработанной модели были получены аналитические выражения для оценки площади поверхности трещины ГРП и объема заполненного газом порового пространства пласта между трещинами МГРП, а также выражения для установления факта образования в пласте искусственной трещиноватости в стимулированной зоне пласта. Определены значения площади трещин ГРП, при которых влияние объема скважины не оказывают существенного влияния на результаты расчетов с использование предложенных моделей.

Аннотация: Важнейшим этапом организации разработки метаноугольных месторождений является выбор наиболее перспективных пластов в угленосном разрезе, что напрямую связано с изучением фильтрационных параметров пластов. В случае угольных пластов кроме традиционных параметров - пористости и проницаемости - необходимо определить также трещиноватую сжимаемость пластов, которая кардинально влияет на продуктивность метаноугольных скважин. Как и в случае традиционных нефтегазовых резервуаров, наиболее эффективными способом оценки фильтрационных свойств угольных пластов являются методы гидродинамических исследований скважин. Целью данной работы является разработка инженерного подхода к оценке начальной проницаемости и трещиноватой сжимаемости угольного пласта. Оценку фильтрационных свойств угольных пластов предлагается проводить в результате количественной интерпретации забойных давлений, полученных при испытаниях скважин по технологии инжекционных тестов. Интерпретация проводится с использованием цилиндрически симметричной гидродинамической модели инжекции воды и последующей выстойки скважины, которая учитывает изменение трещиноватой пористости и проницаемости с давлением. Поскольку для увеличения продуктивности метаноугольных скважин часто используют гидроразрыв угольного пласта, для оценки длины трещины ГРП инжекционные тесты предлагается проводить также после ГРП. Для количественной интерпретации этих тестов разработана квазиодномерная модель течения в пласте с трещиной гидроразрыва, которая использует представление о площади поверхности фильтрации, зависящей от эффективного расстояния до поверхности трещины. Разработанные в статье подходы к оценке фильтрационных параметров угольных пластов и длины трещины ГРП использованы для определения фильтрационных характеристик глубокозалегающих угольных пластов Нарыкско-Осташкинского метаноугольного месторождения Кузбасса. Abstract: The most important stage in organizing the development of methane-coal deposits is the selection of the most promising seams in the coal-bearing section, which is directly related to the study of the filtration parameters of the seams. In the case of coal seams, in addition to the traditional parameters - porosity and permeability, it is also necessary to determine the fractured compressibility of the seams, which radically affects the productivity of coal methane wells. As in the case of traditional oil and gas reservoirs, the most effective way to assess the filtration properties of coal seams are well testing methods. The purpose of this work is to develop an engineering approach to assessing the initial permeability and fractured compressibility of a coal seam. It is proposed to assess the filtration properties of coal seams as a result of quantitative interpretation of bottomhole pressures obtained during well testing using injection test technology. The interpretation is carried out using a cylindrically symmetric hydrodynamic model of water injection and subsequent well aging, which takes into account changes in fracture porosity and permeability with pressure. Since coal seam hydraulic fracturing is often used to increase the productivity of methane-coal wells, injection tests are also proposed to be carried out after hydraulic fracturing to assess the length of the hydraulic fracture. To quantitatively interpret these tests, a quasi-onedimensional model of flow in a formation with a hydraulic fracture is developed, which uses the concept of filtration surface area depending on the effective distance to the fracture surface. The approaches developed in the article to assess the filtration parameters of coal seams and the length of the hydraulic fracture are used to determine the filtration characteristics of deeplying coal seams of the Naryksko-Ostashkinskoye methane-coal deposit in Kuzbass For citation: Shishlyaev V. V., Pimenov V. P. Assessment of filtration properties of a coal seam and the length ofa hydraulic fracturing crack based on the results of quantitative interpretation of injection falloff tests. Vestnik Kuzbasskogo gosudarstvennogo tekhnicheskogo universiteta=Bulletin of the Kuzbass State Technical University.2024; 2(162):35-44. (In Russ., abstract in Eng.). DOI: 10.26730/1999-4125-2024-2-35-44, EDN: OVPAGV

Аннотация: В настоящей работе теоретически рассмотрена начальная стадия освоения метаноугольной скважины, когда давление в скважине выше, чем давление начала десорбции метана. Эта стадия относительно просто и надежно может быть смоделирована с помощью численного решения уравнения переноса. Численный анализ поля давления в угольном пласте проводится с учетом изменения трещиноватой пористости и проницаемости пласта при понижении давления. В сочетании с полевыми данными по давлению и дебиту воды, полученными на начальном этапе освоения скважины, численное моделирование может уточнить свойства угольного резервуара и выбрать оптимальную стратегию дальнейшего освоения скважины. Abstract: This paper theoretically examines the initial stage of development of a coal-methane well, when the pressure in the well is higher than the pressure at the beginning of methane desorption. This stage can be relatively simply and reliably modeled using a numerical solution of the transport equation. Numerical analysis of the pressure field in a coal seam is carried out taking into account changes in fractured porosity and permeability of the formation with decreasing pressure. In combination with field data on water pressure and flow rate obtained at the initial stage of well development, numerical modeling can clarify the properties of a coal reservoir and select the optimal strategy for further development of the well. For citation: Shishlyaev V. V., Shvachko E. V., Vasiliev A. N., Pimenov V. P. Towards the selection of the optimalstrategy for the initial stage of development of a well drilled in a coal seam. Scientific journal of the Russian gassociety. 2023;5(41):40-49. (In Russ.). EDN HVXKWM

Аннотация: Важным этапом разработки метаноугольных месторождений является выбор наиболее перспективных пластов в угленосном разрезе, предварительная оценка дебитов газа и продолжительности добычи. Эффективным способом решения этих задач является численное моделирование процесса добычи метана, который зависит от очень многих параметров: газоносности пласта, параметров изотермы Ленгмюра, характерного времени десорбции метана, трещинной пористости, проницаемости и сжимаемости угольного пласта, зависимости пористости и проницаемости от давления, размеров области дренирования и способа интенсификации притока (горизонтальная скважина, трещина ГРП). На предварительном этапе необходимо провести численное моделирование очень большого количества провести численное моделирование очень большого количества вариантов задачи, что сложно сделать с помощью трехмерных гидродинамических симуляторов. В данной статье приведены результаты разработки приближенных 1D и 2D моделей добычи метана из угольных пластов с помощью вертикальных, горизонтальных скважин, а также с помощью трещины ГРП, которые могут быть использованы в инженерных приложениях. Проведено сравнение моделей добычи газа с помощью горизонтальной скважины и трещины ГРП, скважины с эффективным радиусом и трещины ГРП. Показано, что комбинация 1D и 2D моделей может быть использована для приближенного моделирования трехмерного (в общем случае) течения флюидов в угольном пласте. Разработана приближенная модель основной стадии добычи метана из угольного пласта. Показано, что задача может быть сведена к решению уравнения для распределения давления в резервуаре. В этом случае дебит газа и продолжительность основной стадии добычи определяются скоростью фильтрации газа, выделившегося при дегазации угля, газоносностью и изотермой Ленгмюра. Abstract: An important stage in the development of methane-coal deposits is the selection of the most promising seams in the coal-bearing section, a preliminary assessment of gas flow rates and production duration. An effective way to solve these problems is numerical modeling of the methane extraction process, which depends on many parameters: gas content of the formation, parameters of the Langmuir isotherm, characteristic time of methane desorption, fracture porosity, permeability and compressibility of the coal seam, dependence of porosity and permeability on pressure, dimensions of the drainage area and inflow stimulation method (horizontal well, hydraulic fracture). At the preliminary stage, it is necessary to carry out numerical modeling of a very large number of variants of the problem, which is difficult to do using three-dimensional hydrodynamic simulators. This article presents the results of the development of approximate 1D- and 2D-models of methane production from coal seams using vertical, horizontal wells, as well as using hydraulic fractures, which can be used in engineering applications. A comparison was made of gas production models using a horizontal well and a hydraulic fracture, a well with an effective radius and a hydraulic fracture. It is shown that a combination of 1D- and 2D-models can be used for approximate modeling of three-dimensional (in the general case) fluid flow in a coal seam. An approximate model of the main stage of methane production from a coal seam has been developed. It is shown that the problem can be reduced to solving an equation for pressure distribution in a tank. In this case, the gas flow rate and the duration of the main stage of production are determined by the filtration rate of the gas released during coal degassing, gas content and the Langmuir isotherm. For citation: Shishlyaev V. V., Shvachko E. V., Vasiliev A. N., Pimenov V. P. Аpproximate numerical modeling ofmethane production from coal seam. Scientific Journal of the Russian Gas Society. 2024;2(44):38-48. (In Russ.). EDN AITWIL

Аннотация: Начальный градиент давления (НГД) является критически важным параметром, влияющим на эффективность разработки низкопроницаемых и сложных пластов. В газовых коллекторах он характеризует минимальный перепад давления, который необходимо создать в пласте, чтобы преодолеть сопротивление связанной воды и обеспечить фильтрацию газа через породу. Учёт этого параметра позволяет оптимизировать методы добычи и повысить конечную газоотдачу. В работе представлены результаты численного моделирования добычи газа из пористых и трещиновато-пористых коллекторов с учётом НГД. Установлено, что в однородных пористых средах даже незначительный начальный градиент давления (около 0.02 МПа/м) существенно снижает дебит скважин, а при значениях НГД выше 0.1 МПа/м добыча становится экономически нецелесообразной. В трещиновато-пористых коллекторах НГД в слабопроницаемых блоках значительно меньше влияет на продуктивность скважины. Даже при НГД 10 МПа/м дебит снижается лишь на 10%, что объясняется формированием необходимых градиентов давления в слабопроницаемых блоках в большом объёме пласта за счёт падения давления в трещинах. Abstract: The initial pressure gradient (IPG) is a critical parameter affecting the efficiency of developing low permeability and complex formations. In gas reservoirs, it characterizes the minimum pressure difference that must be created in the formation to overcome the resistance of bound water and ensure gas filtration through the rock. Taking this parameter into account allows optimizing production methods and increasing the final gas recovery. The paper presents the results of numerical modeling of gas production from porous and fractured-porous reservoirs taking into account the IPG. It was found that in homogeneous porous media, even an insignificant initial pressure gradient (about 0.02 MPa/m) significantly reduces well flow rate, and at IPG values above 0.1 MPa/m, production becomes economically inexpedient. In fractured-porous reservoirs, IPG in lowpermeability blocks has a much smaller effect on well productivity. Even with an IPG of 10 MPa/m, the flow rate decreases by only 10%, which is explained by the formation of the necessary pressure gradients in low permeability blocks in a large volume of the formation due to a drop in pressure in the cleat. For citation: Shishlyaev V. V., Pimenov V. P. Numerical modeling of gas production from reservoirs with an initial pressure gradient. Scientific Journal of the Russian Gas Society. 2025;2(48):64-71. (In Russ.). EDN UTJGIS.

Аннотация: В настоящее время в структуре запасов и добычи углеводородов в Российской Федерации значительное место занимают месторождения природного газа со сложнопостроенными низкопроницаемыми коллекторами, которые относят к месторождениям с трудноизвлекаемыми запасами газа. При разработке таких месторождений применяются технологии повышения продуктивности скважин, в большинстве случаев – многостадийный гидроразрыв пласта. В настоящей работе представлена численная модель добычи газа из низкопроницаемых пластов с высокой начальной водонасыщенностью с использованием горизонтальной скважины с многостадийным гидроразрывом пласта. Рассматриваются однородные трещинно-пористые пласты с начальным градиентом давления для фильтрации газа в низкопроницаемых блоках – с проницаемостью от 0,001 до 1 мД. Разработанная 2D XY прокси-модель продуктивного пласта с горизонтальной скважиной с многостадийным гидроразрывом пласта позволяет в течение 1–3 минут рассчитывать показатели добычи газа из низкопроницаемых пластов с использованием горизонтальных скважин с несколькими трещинами разрыва и, таким образом, в кратчайшие сроки обосновать наиболее эффективный тип скважин и их параметры для разработки газовых залежей с низкопроницаемыми пластами на основе анализа значительного количества возможных вариантов.

Аннотация: В работе приведена инженерная методика оценки извлекаемых запасов метана угольных пластов с использованием численной модели (прокси-модели) процессов, происходящих в угольном пласте при добыче газа. Разработана 1D цилиндрически симметричная и 2D XY модели с использованием упрощенных подходов к описанию процесса дегазации угля, которые учитывают влияние сжимаемости трещинной системы в угольном пласте, зависимость проницаемости пласта от давления, влияние фазовыхпроницаемостей газа и воды. С использованием созданных моделей в работе решена проблема оптимизации расстояния между добывающими скважинами с трещинами ГРП и оценки погрешности в величине извлекаемых запасов метана, связанной с неопределенностью адсорбционных и коллекторских свойств угольных пластов.